頁巖油高效開發鉆井完井關鍵技術及發展方向

王敏生， 光新軍， 耿黎東

（中國石化石油工程技術研究院，北京 100101）

頁巖油是指賦存于滲透率極低的暗色泥頁巖與泥質粉砂巖、砂巖、碳酸鹽巖夾層系統中自生自儲、連續分布的石油[1-2]。近年來，隨著鉆井完井技術的不斷進步，國外一些地區（如美國）的頁巖油產量急劇增長，深刻影響著世界能源格局。頁巖油鉆井完井技術主要包括儲層甜點評價與識別技術、長水平段水平井技術、高密度分段壓裂技術、物探-地質-工程一體化技術和大數據降本增效技術等，這些技術的應用大幅提高了頁巖油的開發效率和經濟效益。為了給我國頁巖油高效勘探開發提供參考和借鑒，筆者分析了國內外頁巖油的勘探開發現狀，介紹了實現頁巖油經濟高效開發所采用的關鍵鉆井完井技術，結合頁巖油經濟高效開發面臨的挑戰及我國頁巖油勘探開發現狀，提出了我國頁巖油鉆井完井技術的攻關方向。

1 國內外頁巖油勘探開發現狀

全球頁巖油資源豐富，分布廣泛。據EIA 預測[3]，全球頁巖油技術可采儲量469.2×108t（按原油1 桶=0.136 t 換算，下同），其中俄羅斯儲量最大，為102.0×108t；其次是美國，為78.9×108t；中國第三，為43.5×108t。目前，美國、加拿大、阿根廷和俄羅斯實現了頁巖油的商業開發[4-5]。其中，美國頁巖油的商業開發最為成功，2000 年以來，隨著水平井鉆井和水力壓裂等技術的進步，頁巖油產量持續增長，扭轉了原油產量下跌的趨勢。2018 年頁巖油產量與2016年相比增幅達到75%，產量達到95.2×104t/d，占美國原油總產量的60%。

圖 1 2010—2016 年間鉆井完井參數、單井初始產量和單位體積頁巖油成本變化趨勢Fig.1 Variation trends of drilling and completion parameters, initial production per well and cost per unit volume of shale oil from 2010 to 2016

Bakken、Permain 和Eagle Ford 盆地是美國主要的頁巖油產區，占其頁巖油總產量的84%。自2014年底油價下跌以來，通過優化資產，將目標轉向高產優質產區，并采用長水平段水平井技術和高密度分段壓裂技術（更大的支撐劑用量、更多的壓裂級數、更短的段間距和簇間距）等降本增效技術，大幅度提高了頁巖油單井產量，降低了單位體積頁巖油成本。以Bakken 頁巖油產區為例，2010—2016 年，水平井水平段長度相對穩定，保持在2 700 m 左右，壓裂級數由18 級增加到38 級，單井支撐劑用量由1 200 t 增加到3 400 t，單井前9 個月的初始產量由35.4 t/d 增加到56.8 t/d，單位體積頁巖油成本由19 美元/桶降低至12 美元/桶。Permain、Eagle Ford頁巖油產區與Bakken 具有相同的趨勢，Eagle Ford 頁巖油產區單位體積頁巖油成本降低至10 美元/桶左右，Permain 頁巖油產區單位體積頁巖油成本僅6 美元/桶左右，如圖1 所示[6]。頁巖油開發盈虧平衡點也由2013 年的70 美元/桶降低至2018 年的50 美元/桶，部分優質核心區盈虧平衡點僅37 美元/桶。

美國頁巖油鉆井完井技術發展歷程可以分為4 個階段：第一階段從2010 年開始，以甜點評價與識別技術為代表，獲取優質資源，降低風險；第二階段從2013 年開始，以長水平段水平井高效鉆井+高密度壓裂技術為代表，提高作業價值；第三階段從2015 年開始，以地質-工程一體化技術為代表，提高整體作業效率；第四階段從2017 年開始，以大數據、人工智能等數字化技術為代表，大幅降低作業成本。

我國高度重視頁巖油的勘探開發，開展了陸相頁巖油地質評價和關鍵技術的攻關研究，并取得良好的研究成果。2011 年以來，中國石化在泌陽凹陷先后鉆成了2 口頁巖油水平井，其中泌頁HF1 井水平段長1 000 m，采用15 級分段壓裂，最高產油量23.6 m3/d；泌頁HF2 井水平段長1 276 m，采用22 級分段壓裂，最高產油量28.0 m3/d。由于地層壓力系數低，產能遞減快，導致泌頁HF1 井和泌頁HF2 井的經濟效益不高。中國石化在濟陽凹陷完成的渤頁平1 井和渤頁平2 井分段壓裂后均獲得低產油流，但原油流動性差、產量遞減快，沒有實現規模化動用[1]。中國石油在準噶爾盆地吉木薩爾凹陷、瑪湖凹陷和渤海灣盆地滄東凹陷部署的試驗井均獲得工業油流，其中滄東凹陷官1701H 井和官1702H 井試油后原油產量達到9.07 和17.65 m3/d，正式拉開了中國陸相頁巖油工業化開發的序幕。

2 頁巖油高效開發鉆井完井關鍵技術

2.1 儲層甜點評價與識別技術

2.1.1 儲層甜點評價指標

地質甜點和工程甜點是頁巖油經濟開發的2 個重要因素。地質甜點是指可利用水力壓裂增產措施進行經濟開發的區域或層段，受礦物成分、孔隙度、含油飽和度、地層厚度、有機質含量和熱成熟度等參數影響。工程甜點決定水力壓裂是否成功，受地應力方向和大小、巖石楊氏模量、泊松比、巖石強度和天然裂縫密度等地質參數的影響。

Schlumberger 公司建立了sCore 三元相圖泥頁巖分類方法，將頁巖區塊地質甜點和工程甜點繪制在圖上，可以分析礦物與影響泥頁巖地質甜點和工程甜點因素之間的關系，以此調整水平井井眼軌跡和優選儲層壓裂層段[7]。該公司在Eagle Ford 頁巖油產區結合地質甜點和工程甜點進行了完井設計，推薦了壓裂級數和射孔層段，如圖2 所示。

圖 2 地質甜點和工程甜點結合優化作業參數示意Fig. 2 Schematic diagram of operating parameters optimization by combining geological sweet spots with engineering sweet spots

2.1.2 儲層甜點識別技術

頁巖油勘探開發初期，主要利用地面地震資料預測頁巖油甜點，再利用元素測井、多極子陣列聲波測井、油基鉆井液成像測井和核磁共振測井等技術識別地質甜點和工程甜點[8-10]。Baker Hughes 公司的油藏地質導向技術利用深部定向電阻率測量儀隨鉆識別井眼周圍半徑超過60 m 的地下巖層和流體界面等儲層特性，實現油井精確著陸與導向，降低鉆井風險。Schlumberger 公司隨鉆成像技術可實現高分辨率地層層序及地層傾斜特征的獲取與分析、孔隙結構評價及薄層定量分析和裂縫特征（尺寸、密度等）地質建模，裂縫分辨率達1 cm，有助于優化復雜裂縫網絡條件下的井眼軌跡，提高單井產量。Schlumberger 公司針對非常規儲層研發的核磁共振測井儀器，可在低孔隙度地層中測量出高精度的弛豫時間T1和T2，識別流體類型及與之相關聯的孔隙度分布特征，并可獲得地層條件下的含油體積，從而識別優質儲層[11]。

2.2 長水平段水平井高效鉆井技術

2.2.1 叢式“井工廠”立體開發技術

為了提高油田開發的經濟效益，減少井場占地面積，利用叢式水平井在一個井場開發多個儲層，增加單個平臺的作業井數，縮短井間距，實現頁巖油的立體開發；共用井場、鉆井設備、鉆井液罐和水處理系統，降低作業成本；利用學習曲線，提高作業效率。同時，在橫向和縱向上探索適合油藏條件的最優井間距，增加井組內井數量，縮小井間距。圖3 為頁巖油立體開發井網變化趨勢[12]。Encana 公司在Permain頁巖油產區采用“井工廠”進行立體開發，單井場作業井由8 口增加到16 口。井網間橫向間距由200 m縮小到85～145 m，井網間縱向間距85 m。鉆井完井成本與傳統單井開發方式相比降低19%。

圖 3 頁巖油叢式水平井立體開發變化趨勢Fig.3 Variation trends of the stereoscopic development of clustered shale oil horizontal wells

2.2.2 超大規格電驅動鉆機

為了滿足“井工廠”長水平段水平井鉆井作業要求，提高作業效率，縮短非生產時間，對鉆機移動系統、高性能鉆井泵、高功率頂驅系統及鉆機排管系統等進行了改進。目前普遍采用1 118.6～1 491.4 kW（1 500～2 000 HP）超大規格電驅動鉆機，配備51.7 MPa（7 500 psi）循環系統、857.6 kW（1 150 HP）頂驅系統、載荷3 336.0～4 448.0 kN (750～1 000 kips)大鉤、模塊化360°或X/Y 軸自行走快速移動系統及自動化控制系統[13]。超大規格電驅動鉆機具備長水平井段鉆井過程中鉆桿和套管的快速提升能力，提升速度達到115 m/min。通過提高泵壓，可提高環空流速，實現長水平段的井眼清潔，同時可為旋轉導向工具提供額外的動力。自動化控制系統能夠精確控制井底壓力、機械鉆速、泵壓和定向工具。

2.2.3 長水平段水平井井眼軌跡控制技術

針對長水平段水平井鉆井過程中定向鉆井工具失效造成非生產時間較長的問題，使用旋轉導向工具代替傳統的定向工具，保證了井眼軌跡的精確控制，提高了機械鉆速，增大了井筒與油藏的有效接觸面積。

目前，美國40% 的頁巖油井采用旋轉導向系統，特別是水平段長度超過3 000 m 的水平井。在Marcellus/Utica 等頁巖油產區旋轉導向系統應用率甚至達到了90%。Baker Hughes 公司以旋轉導向工具為基礎研發的自動定向鉆井系統，實現了井場與遠程控制中心的協同作業。鉆井過程中近鉆頭高頻測井動態數據不斷傳輸到地面，定向鉆井工程師根據儲層隨鉆測錄井資料，對旋轉導向工具發出指令，實現雙向閉環控制高精度地質導向，確保造斜段成功中靶，水平段能夠完整穿行于儲層甜點深度窗口之內。EQT 公司采用該系統在頁巖儲層創造了一趟鉆完成“造斜段+水平段”（總長度6 215 m）的紀錄，大幅降低了鉆井成本[14]。

在超長水平段水平井鉆井過程中，鉆柱摩阻明顯增加，為此采用油基鉆井液替代低成本水基鉆井液。與水基鉆井液相比，油基鉆井液具有極佳的潤滑性，可抑制黏土膨脹，并維持井壁穩定。采用油基鉆井液雖然增加了鉆井成本，但降低了井下故障的發生率，綜合效益得到提升。

2.2.4 高效破巖工具

PDC 鉆頭性能的提升大幅提高了機械鉆速，可實現一趟鉆完成“造斜段+水平段”。個性化PDC鉆頭、與導向工具配合的一體化鉆頭、復合鉆頭等提高了鉆頭的導向性、穩定性和研磨性。Baker Hughes 公司研發的與高造斜率旋轉導向工具一體化設計的Spear 鉆頭，可快速、有效鉆進定向井段和長水平井段，其使用較小的（φ11.0 和φ13.0 mm）切屑齒，在保證機械鉆速的同時，提高了工具面角的控制能力；采用平直的刀翼結構，確保了鉆進中的穩定性。同時，鉆頭的長度較短，更加容易控制狗腿度，從而提高了鉆頭的造斜能力[15]。在Eagle Ford 頁巖油產區其與高造斜率旋轉導向系統配合使用，一趟鉆完成二開“直井段+斜井段+水平段”，進尺3 277.80 m。

鉆井作業是一個高度動態化的復雜過程，井下情況往往與預測結果有所差異，需要不斷調整鉆井參數。鉆井參數實時優化的核心是數字化平臺，該平臺依托現有成熟的軟件和硬件，能夠實現隨鉆測井數據的實時采集，高速傳輸至地面，經過綜合團隊分析決策后，再將控制指令發送給地面裝備和井下工具，實現地面地下閉環雙向數據傳輸和控制。同時，定向鉆井工程師可以利用遠程操作中心同時監控多口在鉆井，以降低鉆井成本[16]。NOV公司鉆井實時優化系統采用井下傳感器、有線鉆桿、井下控制工具和地面控制裝備等，可實時獲得鉆壓、扭矩、井下振動、井底壓力、工具面方位角等參數，自動優化地面和井下工具參數，提高鉆井效率。該系統在Ealge Ford 頁巖油產區水平井中進行了應用，與傳統鉆井方式相比，鉆井周期縮短了約37%[17]。

2.3 水平井高密度分段壓裂技術

2.3.1 壓裂優化設計技術

為了增大裂縫與儲層的接觸面積，提高單井產能，采用了更大的支撐劑用量、更多的壓裂級數、更短的段間距和簇間距設計。例如，2013—2017 年，ConocoPhillips 公司在Eagle Ford 頁巖油產區壓裂設計的變化情況為（見表1）：水平井水平段長度保持在1 500 m，壓裂級數從15 級增加到30 級，壓裂間距從100 m 縮短為50 m，每級壓裂的射孔簇從5 簇增加到了11 簇，簇間距從20.00 m 縮短為4.50 m；單位長度的加砂量不斷增加，2017 年加砂量達到了4.63 t/m；為了降低壓裂成本，支撐劑以天然石英砂為主，采用滑溜水壓裂的比例逐步提高[18]。

表 1 ConocoPhillips 公司2013—2017 年在Eagle Ford 頁巖油產區壓裂設計的變化情況Table 1 Changes in Eagle Ford shale fracturing design used by ConocoPhillips from 2013 to 2017

2.3.2 轉向壓裂技術

轉向壓裂技術在頁巖油分段壓裂施工中廣泛應用，采用暫堵劑克服段內簇間物理性質差異，通過轉向分流來確保各射孔簇都能得到有效壓裂，避免出現部分射孔簇過度壓裂或部分射孔簇欠壓裂，從而提高儲層的整體改造效果。壓裂過程中，壓裂液攜帶暫堵劑進入主裂縫，然后顆粒級配的可降解顆粒在裂縫入口形成暫堵（如圖4 所示[19]），使壓裂液轉向到未壓裂區域，形成新的裂縫，增大巖石破碎體積。最后，可降解顆粒逐步降解，解除對裂縫的暫堵。該技術實施成本低、工藝簡單、風險小，可增產10%，但井筒內的分流過程不易控制，需要根據地層特征和井筒特征篩選和優化暫堵劑配方和泵入程序。

圖 4 暫堵劑封堵主裂縫入口實現轉向Fig.4 Diversion achieved by blocking the main fracture entrance with temporary plugging agent

轉向壓裂技術的發展方向，是在同一個暫堵體系下，既能在縫間實現近井地帶暫堵分流，又能在縫內實現遠井地帶暫堵分流，最大程度提高近井和遠井地帶儲層裂縫網絡的復雜程度，提高油氣產量[20]。

2.3.3 重復壓裂技術

為了應對頁巖油井單井產量遞減快、鉆加密井作業成本高的難題，嘗試采用重復壓裂技術來改善頁巖油井的生產狀態，重新激活低產井，增大水平井段油藏接觸面積，提高產油量。Bakken 頁巖油產區22 口重復壓裂頁巖油井的統計結果見表2。由表2可以看出：22 口頁巖油井重復壓裂的時機選擇在生產21～75 月后，大部分在2～4 a：重復壓裂后的初始產量恢復至首次壓裂初始產量的21%～316%，平均恢復至初始產量的91.68%；重復壓裂后的產量遞減率為壓裂前遞減率的57%～155%，平均遞減率比為84.36%；重復壓裂后的預計最終累計采出量（EUR）約為首次壓裂EUR 的1.09～2.86 倍，平均EUR 比為1.69，EUR 均有明顯提高[21]。分析發現，重復壓裂在Bakken 頁巖油開發中取得了較好效果，但井與井之間的效果差異較大，重復壓裂之前需要根據油藏地質條件和完井情況選擇合適的候選井，然后利用油藏數值模擬、裂縫數值建模等手段確定合理的壓裂時機，并進行重復壓裂優化設計。

表 2 Bakken 頁巖油22 口重復壓裂井的統計數據Table 2 Statistics on 22 re-fracturing Bakken shale oil wells

2.3.4 改性支撐劑

招遠東湯地熱田位于山東省招遠市城區，地理坐標為：東經120°24′53″，北緯37°21′48″，地熱田內目前有開采井十余口，現日平均開采量在2000m3/d左右，20世紀80年代以前，該地熱田內地熱井仍可以自流，自流量值為240m3/d，隨著開采量不斷增大，地熱田內地熱井已經不能自流，地熱田水溫在70～90℃之間。

水力壓裂中，通常使用的支撐劑表面潤濕類型為水濕，會導致水相滯留于支撐劑層，降低油氣的相對滲透率，從而影響油氣產量。Hexion 公司研制的高性能樹脂覆膜親油支撐劑，通過化學處理將樹脂覆膜的潤濕性由親水變為親油，當只有水相經過裂縫內的壓裂砂堆時，水相可以正常流過該孔隙介質而不會發生水堵；當油水兩相混合液通過時，該壓裂砂堆能最大程度地抑制水相流動，而不影響油相流動，從而降低油井產出液的含水率。親油支撐劑與壓裂液、破膠劑均有較好的配伍性，可用于閉合應力高達70 MPa、井底溫度204 ℃的壓裂作業環境。該改性支撐劑在頁巖油地層進行了應用，作為末尾段壓裂砂泵入近井地帶，產能與鄰井相比提高30%以上[22]。

2.4 物探-地質-工程一體化技術

如果缺乏一體化方法指導，頁巖油單井產量會很低或者產量遞減很快，甚至沒有產量。物探-地質-工程一體化技術以探明儲量、采收率最大化和油藏生命周期的勘探開發綜合效益最優為目標，利用物探、測井、鉆井和生產數據進行油藏評價與工程設計。其主要特點是：1）將油藏研究與工程設計相結合，進行一體化工程設計和勘探開發，以提高單井產量，降低建井費用，縮短建井周期，加快勘探開發速度；2）將“后”評估與“前”設計相結合，綜合評估已有井生產數據，總結經驗，完善新井設計，持續優化油氣藏開發方案；3）將關鍵井剖析與區塊綜合研究相結合，即點面結合，從局部到全局優化工程設計和總體部署。Schlumberger 公司設計了物探-地質-工程一體化工作流程（見圖5）[23]，非常規優質儲層的選區、井位部署、壓裂設計及生產優化等環節實現了無縫銜接，關鍵步驟包括建立儲層地質模型、考慮地質力學和油藏特性的力學模型、壓裂模擬、微地震監測數據校正裂縫模型、油藏網格模型和生產模擬等，提高了頁巖油區塊的整體開發效益。

2.5 大數據分析與工程優化技術

圖 5 物探-地質-工程一體化工作流程Fig. 5 Workflow of geophysical-geological-engineering integration

在信息共享基礎上建立協同、集成工作流程，利用綜合儲層信息和數據指導精確布井、高效鉆井和壓裂設計優化，實現地質科學、油藏研究、鉆井和完井工程的協同，大幅提高鉆井作業效率和油井單井產量，降低頁巖油綜合成本。ConocoPhillips 公司大數據分析平臺IDW 可以分析包括地質、油藏、鉆井和開發等各個環節的數據，用于縮短鉆井周期、優化完井設計、提高對地層的認識。Eagle Ford 頁巖油開發中采用IDW 平臺進行數據分析后，鉆機作業效率提高了80%，單井產量提高了20%[24]。EOG 公司利用大數據技術優化Eagle Ford 和Permain 頁巖儲層的水力壓裂方案，大幅提高了單井產量，前9 個月的單井產能與該區塊平均水平相比，分別提高了40%和28%。

3 頁巖油高效開發面臨的挑戰

美國油氣公司受益于政策、基礎設施、資本和技術等因素，實現了頁巖油的大規模開發，但許多國家頁巖油勘探開發還處于探索試驗階段。總體而言，全球頁巖油的勘探開發還處于前期階段，面臨著儲層物性及與壓裂液的作用機理認識不清、建井成本高、單井產能遞減快和采收率低等方面的挑戰。

3.1 儲層物性及與壓裂液作用機理認識不清

頁巖油儲層中的有機質干酪根可能影響巖石的基質和孔隙結構，當地層壓力降低時，氣體解吸，干酪根顆粒收縮，巖石發生破壞，引起孔喉或微裂縫堵塞，地層滲透率降低。同時，干酪根在頁巖中的分布結構也可能影響泥頁巖的力學性質。一般而言，干酪根顆粒相互連通的泥頁巖與干酪根顆粒分散的泥頁巖相比彈性模量更低，塑性更高。因為對儲層油、氣、水三相賦存機理和流動機理認識不清，開發參數難以確定。再者，壓裂液濾液可能會對頁巖油儲層的滲透性造成影響，在重力作用下，油水混相在裂縫中會發生油水分離，進而影響頁巖油的流動性。例如，加拿大阿爾伯塔Montney 頁巖油區塊采用油基壓裂液的平均初始產能達到75 m3/d，明顯高于采用滑溜水壓裂的平均初始產能（30 m3/d），該頁巖油區塊的壓裂參數情況見表3[25]。

表 3 加拿大阿爾伯塔Montney 頁巖油區塊壓裂參數Table 3 Fracturing parameters of the Montney shale oil block in Alberta, Canada

3.2 技術通用性差，建井成本高

美國頁巖油區塊的地面條件和地質條件相對簡單，長水平段水平井鉆井和分段壓裂技術已十分成熟，成本相對較低。例如，美國Bakken 頁巖油產區Elm Coulee、Parshall、Periphery 和New Fairway區塊的建井總成本僅為740～800 萬美元（見表4[26]）。進一步分析發現，Bakken 頁巖油儲層埋藏深度約3 000 m，水平井水平段長度平均2 700 m，平均建井成本778 萬美元。而我國陸相頁巖油勘探開發還處于起步階段，鉆井壓裂周期長，工程成本高。與美國海相頁巖油相比，國內的地面條件和地質條件方面存在較大差異，不能完全照搬其頁巖油開發技術。

3.3 頁巖油單井產能遞減快，穩產難度大

頁巖油單井產量遞減快，第一年產量遞減率平均達到70%。以美國頁巖油產區為例，Eagle Ford 產量遞減最快，Bakken 其次，Permian 產量遞減最慢，最終采出量最高，因此在該地區的投入也在不斷增大。為了解決單井產量遞減快、穩產難度大的難題，主要采取了鉆新井提高頁巖油產量的方式。Bakken頁巖油產區2012—2016 年的油井產量遞減曲線如圖6 所示[27]。由圖6 可以看出，隨著生產時間增長，油井產量快速下降。研究得知，2012—2016 年間，隨著該頁巖油產區壓裂級數增多，初始產能提高，但產能遞減率更快，最終采收率并沒有提高。研究認為，更高的生產速率可能會導致支撐劑回流至井筒，造成裂縫閉合，同時會影響井筒的長期完整性。壓裂級數增多，并不一定能帶來更好的經濟效益，需要針對儲層特點進行壓裂參數優化設計。

表 4 Bakken 頁巖油產區各區塊的建井成本Table 4 Well construction costs for each block in the Bakken shale oil area

圖 6 2012—2016 年Bakken 頁巖油產區油井產量遞減曲線Fig. 6 Production decline curves of oil wells in Bakken shale oil area from 2012 to 2016

3.4 頁巖油采收率低，后期生產面臨挑戰

一般而言，基于油藏原始壓力一次采油的采收率約為20%，采用水驅及天然氣驅二次采油的采收率為30%～40%，采用二氧化碳驅等三次采油的采收率為45%～65%，剩余35%～55%的殘余油受技術限制無法采出。美國頁巖油產量持續增加，但其采收率仍然較低，基本在10%～15%。據高盛投資銀行預測，未來5 年，通過利用數字化技術預計可將頁巖油采收率提高至20%左右。通過二次采油提高頁巖油采收率的研究還處于探索階段，在未來10 年可能進入工業化階段，Eagle Ford 頁巖油產區雖然還處于一次采油階段，但已經開展了天然氣驅現場試驗[28-29]。中低成熟度頁巖油儲層和原油流動性差的儲層，需要通過干酪根的原位轉化提高單井產量，ExxonMobil、Shell 和 Chevron 公司正在開展頁巖油原位轉化技術研究，研究內容包括高溫二氧化碳注入、電加熱等，利用該技術可以降低干酪根收縮對孔隙度和滲透率的影響程度。

4 我國頁巖油鉆井完井技術發展方向

我國陸相頁巖油資源豐富，主要分布在渤海灣盆地、松遼盆地、鄂爾多斯盆地和準噶爾盆地等大型沉積盆地，以陸相頁巖油為主，面積相對較小，有機質含量偏低，成熟度中等[1,30]。勘探開發還處于起步階段，鉆井壓裂周期長，工程成本高，需要在借鑒國外先進經驗的基礎上，加強鉆井完井基礎理論和降本增效技術攻關，加大現場先導試驗，形成我國陸相頁巖油高效開發的關鍵配套技術。

4.1 基礎理論研究

1）頁巖油儲層甜點評價與識別研究。頁巖油經濟、高效開發的關鍵在于儲層甜點的識別與評價，需要針對目標區儲層開展地球化學、地質力學和PVT 特性研究，建立地質甜點和工程甜點融合的甜點體綜合評價和識別方法。

2）人工裂縫與天然裂縫作用機理研究。探索人工裂縫在復雜地應力條件下的起裂、擴展和延伸規律，以及誘導激活天然裂縫的規律等，在此基礎上針對性地開展壓裂施工工藝和配套工具研究。

3）水與儲層的相互作用機理。研究頁巖油儲層吸收壓裂液的機理及影響因素，以及壓裂液濾液對頁巖儲層的傷害及控制。

4.2 長水平段水平井高效鉆井技術

1）“井工廠”多層系開發技術。頁巖油儲層厚度較厚（超過幾百米）時，采用單層水平井進行壓裂不能有效開發整個層段，需要優化井位部署、井間垂直間距和水平間距等，提高區塊的整體開發效益。

2）長水平段水平井鉆井技術。開展適應3 000 m及以上長水平段水平井自動化可移動鉆機、高效破巖鉆頭、長水平段水平井井壁失穩預防及控制技術、低成本油基鉆井液和長水平段水平井固井技術等方面的研究，提高長水平段水平井鉆井能力和作業效率。

3）井下測控工具。開發、試驗和論證先進井下測量和控制工具，如隨鉆裂縫識別、隨鉆遠探測和旋轉導向系統等，優化長水平段水平井的井眼軌跡。

4）多分支井技術。開發、試驗和論證多分支井高效開發技術，降低綜合成本。

4.3 水平井低傷害高導流壓裂技術

1）壓裂參數優化設計。通過油藏數值模擬研究，分析壓裂參數對產量遞減的敏感性，并評估壓裂后的經濟效果，以此優化水平井分段壓裂參數。

2）高通道縫網壓裂技術。開展水平井近井縫間和縫內暫堵轉向技術、可降解暫堵劑、改性支撐劑、驅油壓裂液和連續管長水平段水平井鉆塞技術等的攻關研究，提高長水平段水平井壓裂技術的有效性，降低頁巖油綜合成本。

3）壓裂裂縫監測技術。壓裂施工輔以壓裂監測評價手段（包括壓裂液示蹤劑、支撐劑示蹤劑、微地震監測和連續油管光纖診斷等），以確定壓裂液在地層中的最終位置，為目標區塊的壓裂設計和施工工藝的優化提供經驗。

4）無水壓裂技術。探索二氧化碳、空氣等非水介質替代水基壓裂液，降低水對頁巖油儲層的傷害。

4.4 提高采收率技術

1）水驅提高采收率。研究表面活性劑與頁巖儲層的作用機理及相容性，通過改變巖石潤濕性提高水驅效果。

2）氣驅提高采收率。室內研究表明，二氧化碳、天然氣能夠顯著提高頁巖油的采收率，但需要通過數值模擬和室內試驗手段進一步評價其技術和經濟上的可行性。

3）頁巖油原位開采技術。針對中低成熟度頁巖油和原油流動性差的儲層，采用地下水平井原位電加熱改質等技術，改變原油流體性質，提高單井產量。

4.5 智能化一體化技術

1）自動化智能化鉆井完井決策技術。實時監督鉆井方案的執行情況，并將人工智能引入地質導向，建立基于隨鉆測井數據的地質導向模型，并自動更新、修正、迭代，根據其計算結果實時調整井眼軌跡，為地質導向提供更好的決策。

2）基于大數據的鉆井完井優化技術。搭建大數據分析平臺，通過分析已完成井的鉆井完井數據，優選鉆井完井參數，優化作業流程，規避鉆井完井風險，縮短非生產時間，實現增產、降本、增效。

3）物探-地質-工程一體化技術。將反演地球物理學、油氣系統模擬、裂縫地質力學和產能優化進行一體化應用，來預測甜點位置，以及制定頁巖油開發方案。

5 結束語

頁巖油是我國未來重要的戰略接替資源之一，但其開發難度大，只有通過技術進步大幅度降低建井成本、提高單井產量，才能實現經濟有效開發。美國的頁巖油革命已取得成功，并正在深刻影響世界能源格局，而我國頁巖油還處于初步探索和局部突破階段。與美國海相頁巖油相比，我國陸相頁巖油在地質條件和地面條件上存在較大差異，需要在借鑒國外先進經驗的基礎上，加強鉆井完井基礎理論和降本增效鉆井完井技術攻關，加大現場先導試驗，形成我國陸相頁巖油效益開發關鍵配套技術，為我國頁巖油規模化開發提供技術支撐。